西北油田循环注气工程累计注气一亿方

　　[中国石化新闻网2015-01-27]截止1月22日，西北油田大涝坝循环注气工程已累计注入气1亿立方米，注气效果明显，地层压力稳步回升。得意于循环注气，原本水淹停喷的S45井、DLK10X井均已恢复产能。
　　自2005年投入开发以来，经过近8年的衰竭式开采，表现出产量、压力递减快的特征，严重影响采收率。为实现高效开发，2010年5月大涝坝凝析气田循环注气工程破土动工，作为中石化首个整装凝析气田注气开发项目，具有重要的先导性意义。
　　由于注气站设计压力高、人员缺乏注气管理经验，西北油田组织技术人员提前系统学习注气开发方案、注气地面设计工艺及施工建设方案，研究注气压缩机、燃气机的结构原理，还选派操作人员到雅克拉集气处理站西气东输压缩机组跟班学习。
　　作为循环注气工程的主管单位，雅克拉采气厂采处二队，专门成立了大涝坝注气跟踪小组，密切关注气机组的运行参数变化、气井动态响应等监测情况。通过精确控制大涝坝循环注气压力和注气量，保障了注气机组平稳注气。针对注气压缩机出现的四类典型故障，组织技术人员深入排查原因，分析并制定解决方案，丰富了高压注气机组管理经验，进入强注阶段后，机组注气时效达到100%。
　　自循环注气工程投用以来，3口注气井运行平稳，日均注气可达18.5万方，最高注气压力达48兆帕。上气层产量平稳，地层压力已上升2.0兆帕；下气层单井油压、产量上升，含水下降，区块含水下降36%；注气工程初见成效。在这种保压开发模式下老区凝析油最终采收率将达到59.84%，较前期衰竭式开发提高32.55个百分点，相当于再造一个大涝坝气田。
　　下一步，采气厂将在精细描述的过程中，不断探索注气开发过程中地层流体的相态、地层压力、气油比等参数的变化规律，评价注气开发效果，找出注气开发中存在的问题，及时进行注气参数、注气方式、注气井网的优化调整，进一步提高凝析油采收率、恢复地层能量，延长气藏寿命